Способ изоляции водопритока


 


Владельцы патента RU 2456431:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (RU)

Изобретение относится к способу изоляции водопритока и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции водопритока включает установку технологического экрана с использованием раствора, содержащего микродур RU, сульфацелл, этиленгликоль и воду при водоцементном отношении 0,8-0,9. Установку указанного экрана осуществляют в терригенном пласте на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%: микродур RU 51,7-54,6, сульфацелл 0,6, этиленгликоль 1,1, вода 43,7-46,6. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного раствора цемента, а затем продукта фторсиликоновой жидкости (авторское свидетельство СССР №939739 E21B 43/32). Недостатком данного способа изоляции подошвенной воды является низкая эффективность водоизоляции, повышенная сложность технологии закачки растворов в призабойную зону пласта (ПЗП).

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению изоляции притока подошвенной воды является способ с закачкой в водоносный пласт кремнийорганической эмульсии, заключающийся в увеличении толщины естественного линзовидного пропластка за счет создания под ним искусственного экрана радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, обеспечивающий безводный режим эксплуатации водонефтяного пласта. Безводный режим эксплуатации скважины достигается созданием искусственного экрана под уплотненным линзовидным пропластком. При определении толщины экрана исходят из условия, что метр толщины пропластка выдерживает перепад давления 15 Па. После закачки изолирующего вещества и его отверждения получают экран, выдерживающий перепад давления в 3,0-8,0 МПа. Затем устанавливают цементный мост или взрыв-пакер и перфорируют в зоне последующего отбора флюида (патент РФ №2015312 E21B 43/22).

Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции подошвенной воды при создании технологического экрана, так как при закачке кремнийорганической эмульсии в водоносный пласт под уплотненный линзовидный пропласток образуется экран, представленный неустойчивой гелевой композицией, которая в процессе разработки при контакте ее с пластовой водой разрушается, что приводит к расформированию технологического экрана и проникновению пластовой воды в интервал перфорации.

Данный способ имеет значительный расход химических реагентов и малоэффективен при отсутствии в разрезе скважины уплотненного естественного линзовидного пропластка для создания технологического экрана с целью изоляции подошвенной воды.

Задачей изобретения является разработка эффективного способа снижения обводненности нефтяных и газовых скважин.

Техническим результатом изобретения является повышение изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Указанный технический результат достигается снижением обводненности скважин путем установки технологического экрана из раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением (В/Ц) 0,8-0,9, который закачивают в интервал перфорации на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины терригенного пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%.

микродур RU 54,6-51,7
сульфацелл 0,6-0,6
этиленгликоль 1,1-1,1
вода 43,7-46,6

Данный способ основан на создании технологического экрана для снижения обводненности нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации. Создание экрана достигается закачкой раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем и химической реакцией между ними в процессе образования технологического экрана в терригенном пласте.

Основным компонентом раствора является микродур RU - это минеральное гидравлическое вяжущее с определенным стабильным химико-минералогическим составом, подразделяется на три марки по максимальному размеру частиц, который не должен превышать весовой процент d95

- X-d95<6,0 µм;

- U-d95<9,5 µм;

- F-d95<16,0 µм.

Производится ООО «ДюккерХофф - Сухой лог», г.Сухой лог.

Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-2001 ЗАО «Полицелл», г.Владимир.

Этиленгликоль выпускается по ГОСТ 10164-75 ООО «Биомедхим», г.Уфа.

Способ осуществляется следующим образом. В эксплуатационной колонне по данным геофизических исследований устанавливают характер нефтегазонасыщения и устанавливают контакт нефть-вода. На 5-10 м выше контакта нефть-вода эксплуатационную колонну перфорируют. Спускают в скважину НКТ с пакером 2 ПД-ЯГ, который размещают на 10-15 м ниже интервала перфорации эксплуатационного пласта. После этого в скважину через НКТ цементировочным агрегатом закачивают расчетное количество раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением (ВЦ) 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины терригенного пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. Затем колонну НКТ и пакер 2 ПД-ЯГ поднимают на высоту 50-100 м и промывают скважину. В зоне закачки раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем устанавливают цементный мост и производят его опрессовку.

Для экспериментов по проверке качества изоляции водопритока данным способом отбирались образцы кварцевого песка, которые предварительно высушивались в сушильном шкафу до постоянного веса и спрессовывались в цилиндрическом контейнере при давлении 25,0 МПа, что соответствует эффективному горному давлению для нижнемеловых отложений месторождений Западной Сибири. Образец насыщался пластовой водой с минерализацией 18 г/л и помещался в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия, где через образец фильтровалась пластовая вода и определялась проницаемость по пластовой воде.

После определения проницаемости в образец закачивался раствор микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем до полного затухания фильтрации. Опыт останавливался для выдержки образца на реагирование от 19 до 20 часов, которое устанавливалось экспериментально у образцов раствора в поверхностных условиях. После затвердения раствора к образцу прикладывалось давление и определялась устойчивость экрана к проникновениию пластовой воды и перепад давления, при котором технологический экран сохраняет свою устойчивость. По данным проведенных экспериментов устойчивость экрана к проникновению пластовой воды составляет от 11,0 МПа до 11,5 МПа (таблица).

Способ изоляции водопритока, заключающийся в установке технологического экрана, отличающийся тем, что из раствора микродура RU с сульфацеллом и этиленгликолем с водоцементным отношением 0,8-0,9 устанавливают технологический экран в терригенном пласте на 5-10 м выше контакта нефть-вода из расчета 0,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%:

микродур RU 54,6-51,7
сульфацелл 0,6-0,6
этиленгликоль 1,1-1,1
вода 43,7-46,6


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу изоляции зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышлености и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности, для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод в скважине, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам, предназначенным для цементирования нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды при строительстве добывающих скважин.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Наверх